脱硫脱硝行业2016年技术发展概述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

脱硫脱硝行业2016年技术发展概述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

论述了2016年我国脱硫脱硝行业的技术发展状况，介绍了行业的主要技术发展及脱硫脱硝新技术的开发应用。

脱硫；脱硝；火电厂；工业锅炉；催化剂；技术发展

1 二氧化硫超低排放技术

湿法脱硫基本原理为通过CaCO3与烟气中SO2中和反应脱硫，通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3氧化为CaSO4（石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90%以上的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。该方案还具有适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、工作可靠性强等优点。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石-石膏强制氧化系统成为主要的湿法烟气脱硫工艺。吸收塔内的反应符合德拜-休克尔理论，根据该基本原理，在实际运行的浆液pH值（一般为5~6）下，烟气中SO2的脱除极限取决于SO2的气、液相平衡。在通常的石灰石-石膏湿法脱硫装置中，SO2气相平衡浓度为5ppmdv（相当于15mg/Nm3）。即对于采用石灰石作为脱硫剂的脱硫装置，出口SO2的平衡浓度为15mg/Nm3，是可能脱除到的最低浓度。因此，在燃煤电厂湿法脱硫装置上使SO2排放值低于35mg/Nm3是可以实现的。但需要对影响脱硫效率的液气比、烟气分布均匀性、吸收区高度、吸收塔浆池容量等因素进行分析和选择。

我国的湿法脱硫技术来源于20世纪90年代的技术引进，在原国家经贸委的指导下，电力部门陆续从国外引进了比较先进和成熟的脱硫工艺，应用在大机组上的湿法脱硫技术主要有喷淋塔技术和液柱塔技术，且以单塔为主（即烟气经过单个脱硫塔后排放入大气）。随着脱硫排放标准要求的提高，按超低排放限值，高硫煤机组要求脱硫塔脱硫效率达到99%以上。一般情况下，常规脱硫塔的脱硫效率为95%~97%，无法满足超低排放的要求。若采用传统增效多喷淋技术，可通过增加喷淋层数，加大循环量以提高脱硫效率。但一般情况下，喷淋层增至5~6层已是上限，此时的总效率可达到98.5%，仍较难满足高硫煤超低排放要求，且同时会带来诸如设备磨损加剧、系统电耗增加、维护工作量剧增等一系列的问题。

1.1 湿法脱硫单塔强化技术

1.1.1 旋汇耦合湿法脱硫技术

旋汇耦合湿法脱硫技术的核心要素是在烟气入口和喷淋层之间设置旋汇耦合器，旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间，使得气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力、提高传质速率，从而达到提高脱硫效率的目的。

旋汇耦合湿法脱硫技术具有以下特点：1）均气效果好。吸收塔内气体分布不均匀，是造成脱硫效率低和运行成本高的重要原因。数值模拟显示安装旋汇耦合器的脱硫塔，均气效果比一般空塔提高15%~30%，脱硫装置能在比较经济、稳定的状态下运行。2）传质效率高。烟气脱硫的工作机理，是SO2从气相传递到液相的相间传质过程，传质速率是决定脱硫效率的关键指标。3）降温速度快。从旋汇耦合器端面进入的烟气通过旋流和汇流的耦合，旋转、翻覆形成湍流程度很大的气液传质体系，烟气温度迅速下降，有利于塔内的气液充分反应，各种运行参数趋于最佳状态。4）适应范围宽。不同工艺：由于降温速度快，有效保护了脱硫塔内壁防腐层，提高了脱硫系统安全性；不同工况：较好的均气效果，受气量大小影响较小，系统稳定性强；不同煤种：脱硫效率高，受进塔气二氧化硫含量变化影响小，煤种范围宽；原料的不同粒径：石灰石粒度200~325目均可。5）能耗低。由于脱硫效率高，液气比小，使得浆液循环量小，比同类技术节约电能8%~10%。

在旋汇耦合湿法脱硫技术中，烟气通过旋汇耦合装置与浆液产生可控的湍流空间，提高了气液固三相传质速率，完成一级脱硫除尘，同时实现了快速降温及烟气均布。引风机出口烟气进入脱硫吸收塔，经过旋汇耦合装置，根据流体动力学原理，形成强大的可控湍流空间，使气液固三相充分接触，提高传质效率，同时液气比比同类技术降低30%，并同时实现高效脱硫和除尘。旋汇耦合装置适用于不用工艺、不同工况、不同煤种、脱硫原料的不同粒径，可应付2万mg/Nm3以内二氧化硫含量的烟气处理系统，完成高效脱硫过程，效率可达99.5%以上。

基于增强气液传质机理的旋汇耦合湿法脱硫技术是一项简洁、适应性强的实用性技术，可广泛应用于对旧脱硫系统的提效改造，改造周期短、工程量小、不改变吸收塔外部结构、不改变原系统运行方式。在对旧脱硫项目进行旋汇耦合改造时，仅需在原吸收塔喷淋层下方增加旋汇耦合器层，该设置荷载小，针对现有机组脱硫塔的改造基本无需增加加固结构。且旋汇耦合改造几乎不涉及电气热控设备的增加，可视为塔内固定原件使用，不增加运行负担。

河南华润首阳山电厂一期2×630MW超临界燃煤机组于2006年投运。脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，每台机组装设2台脱硝反应器，脱硝装置按“2+1”布置，催化剂采用蜂窝式。原除尘装置采用兰州电力修造厂生产的双室四电场除尘器。脱硫装置采用比晓芙公司提供的石灰石-石膏湿法技术，按一炉一塔设计。脱硫装置2013年进行引增合一，拆除增压风机，脱硫废水改为以事故浆液箱为沉淀箱，清水排至化学工业废水处理系统的方式进行处置。为响应国家燃煤电厂烟气超净排放号召，该电厂于2015年5月对脱硫系统进行了旋汇耦合脱硫技术改造，要求改造后二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3（标态、干基、6%O2）。改造过程分别对吸收塔系统、烟气系统、石膏脱水系统进行了优化改造，并加装了管束式除尘除雾装置、更换了净烟气烟气污染物连续监测装置的测点位置。改造后的设计煤种按照收到基含硫量1.0%考虑，脱硫入口二氧化硫浓度为2564mg/Nm3（标态、干基、6%O2）。吸收塔系统改造过程中，主要内容为原吸收塔加装了旋汇耦合装置、更换了原喷淋层。该项目于2015年8月完成，由国家电网河南省电科院执行环保系统验收。验收结果显示，在机组接近满负荷的工况下净烟气二氧化硫浓度仅16.1mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硫系统圆满完成超净排放任务。且在投运以来，脱硫系统工况稳定、高效、经济，受到业主的高度肯定。

旋汇耦合湿法脱硫技术拥有50MW、200MW、220MW、300MW、330MW、600MW及1000MW等170余台大中型燃煤机组烟气脱硫项目业绩，其中于2015年（国家相关部门提出超净排放要求）后完成建设或改造的机组均达到超低排放。

1.1.2 沸腾式泡沫脱硫技术

沸腾式泡沫脱硫技术是一种适用于燃煤锅炉烟气SO2超低排放的应用技术，该技术装置主要由沸腾式传质构件、高效喷淋层等装置组成。结构原理见图1，有无沸腾式传质构件塔内烟气流场分布示意见图2。

图1 沸腾式泡沫脱硫技术结构原理图

图2 有无沸腾式传质构件塔内烟气流场分布

其技术原理：1）强化气液传质反应：通过在常规脱硫塔内设置一层沸腾式传质构件，在烟气的作用下，该构件上方可形成具有一定厚度的浆液泡沫层，烟气首先通过沸腾式传质构件上的浆液泡沫层，产生鼓泡，泡沫在气流的作用下上升、破碎，使烟气与浆液充分浸润和碰撞，扩大了气液接触面积，延长了浆液停留时间，增强了石灰石溶解，强化了气、液、固的传质，使烟气在接触喷淋浆液液滴前，于沸腾式传质构件区域得到一次强化的预脱硫；2）均布烟气结合高效喷淋：由于沸腾式传质构件的特殊结构会使烟气穿过浆液时产生精密有致的浆液泡沫层，使烟气得到更好地均布；同时，通过改进的精细化喷淋系统，烟气与喷淋浆液高度耦合，增加了烟气与浆液的有效接触面积；提高浆液喷淋液滴对SO2的脱除效率；3）在喷淋层之间设置壁环，可有效防止烟气在壁面出现短路现象，减少了SO2的逃逸。

该技术通过在塔内设置沸腾式传质构件、采用精细化喷淋以及设置壁环等措施，改善了塔内的烟气分布，延长了石灰浆液的停留时间，增强了塔内气、液、固传质效果，可有效降低液气比，提高吸收剂的利用率。一般情况，常规脱硫塔内烟气速度偏差在25%左右，通过增加沸腾式传质构件可使塔内烟气速度偏差控制在10%以内，同时通过流场模拟技术优化喷淋层结构，确保塔内同一截面液气比一致，喷淋覆盖率不低于250%；在塔壁处对浆液分布进行优化，减轻对塔壁的冲刷，保证烟气场与喷淋浆液高度耦合，提高了SO2与吸收剂的有效接触；与常规吸收塔相比，设置壁环可提高1%~2%的脱硫效率；设置沸腾式传质构件可使脱硫效率增加15%以上，脱硫总效率可达到99%以上，满足SO2的超低排放要求。同时，由于液气比的降低，减少了循环泵功率消耗，减少了装置的投资成本及运行成本。以660MW机组为例，按年运行5000小时测算，与常规环保设施+湿式电除尘系统相比，该技术初投资可节省约2000万元，运行维护费用节省约150万元/年；对于改造项目，初投资可节省50%以上，运行维护费用可节省约5%。该技术对现役机组提效改造及新建机组实现超低排放均具有良好的效果。煤质适应性好，特别对脱硫效率较高的项目均具有很好的SO2控制效果。

沸腾式泡沫脱硫技术可广泛应用于燃煤电站脱硫装置新建、改造等项目。尤其针对改造项目，主要采取扩塔与截塔升高等技术。扩塔技术是充分利用场地条件，在旧塔附近扩建浆液池，并在此基础上完成制作、防腐和设备安装等工序，电厂停炉后，安装沸腾式泡沫脱硫装置，改造喷淋层等，完成新、旧浆液池及管路连接，其它辅助管道、设备、电仪设备的安装。截塔升高技术即将原脱硫塔顶盖整体截开，增加脱硫塔高度，完成沸腾式泡沫脱硫装置、喷淋层等改造后恢复顶盖安装的技术，施工时可根据工程需要将脱硫塔顶整体旋转一定角度。以上施工安装技术既保证了施工质量，又缩短了施工周期，确保了业主改造工期短的要求。在原塔基础上扩塔改造比新建脱硫塔能节省80%的投资成本，同时极大缩短工期。例如：上海漕泾电厂1000MW机组烟气脱硫增容提效改造，保留原有脱硫塔循环系统，新增2台循环泵和1套氧化系统，安装沸腾式泡沫脱硫装置，改造优化喷淋层和除雾器，施工改造周期仅用了50多天。

上海上电漕泾发电有限公司（以下简称“上电漕泾”）成立于2007年，主营业务为电力生产与销售，下属两台100万kW超超临界高效清洁燃煤机组。该项目是公司响应国家“上大压小”政策，关停杨树浦发电厂和闵行发电厂机组而建设的两台百万千瓦燃煤机组，是上海市“十一五”规划的重点项目，两台机组已分别于2010年1月和4月顺利投产。上电漕泾采用远达环保自主研发的沸腾式泡沫脱硫技术进行脱硫改造，通过安装沸腾式泡沫脱硫装置，改造喷淋层，采用精细化喷淋以及设置壁环等措施，延长了石灰浆液停留时间，改善了塔内烟气分布，有效降低了液气比，提高了吸收剂的利用率，增强了塔内气、液、固的传质效果。该项目2号机组脱硫超洁净排放工程于2014年12月8日完成168小时试运，成功投入运行。经实际运行显示，各项性能数据良好，吸收塔入口SO2浓度为1019mg/Nm3；吸收塔出口SO2浓度为12.23mg/Nm3；吸收塔脱硫效率为98.799%，优于燃机排放标准。自2014年12月正式投运以来，已累计高效运行近1万小时。

目前，单塔强化脱硫超低排放技术（沸腾式泡沫脱硫技术）还成功应用于中电投河南电力有限公司开封发电分公司2×630MW机组、丰城二期发电厂2×700MW机组、华能南京金陵2×1030MW机组等项目的超低排放改造。截至2016年3月，已完成新建、改造单塔强化湿法脱硫机组超过30台，装机容量超2.2万MW。

1.1.3 双循环湿法脱硫技术

在湿法脱硫工艺中，高pH值有利于SO2的吸收，提高脱硫效率；但对CaSO3的氧化反应和石灰石的溶解起抑制作用，同时容易产生系统结垢和堵塞现象，较低的pH值有利于亚硫酸钙氧化成为石膏，进而促进湿法脱硫反应进程的彻底进行。传统石灰石-石膏法脱硫工艺的核心是在提高脱硫效率、促进石膏氧化之间维持一个平衡pH值，若能够根据不同化学反应的特点，pH值进行分区调控，可使各个过程都在最适条件下运行。双循环技术基于该理念，通过工艺设计、关键设备设计和制造、施工安装技术的进步，使得脱硫反应在较为理想的条件下进行，提高脱硫效率和氧化效果。

双循环湿法烟气脱硫技术中，SO2吸收反应在两个反应区域进行，一级循环主要是石膏氧化、结晶和部分吸收反应；二级循环主要是吸收反应，因此反应的过程与常规单循环稍有不同，双循环原理（见图3）。

图3 单塔双循环原理图

一级循环反应方程式为：

SO2+CaCO3/CaSO3·1/2H2O+O2+7/2H2O→2CaSO4·2H2O+CO2+SO2

这一循环包含了多种作用：烟气的预处理和亚硫酸钙氧化成石膏。石灰石溶解、亚硫酸钙氧化为硫酸盐及石膏的生成等化学反应的最佳pH值为4~5，有利于提高石灰石的利用率，并使亚硫酸盐几乎全部就地氧化。

二级循环反应方程式为：

二级循环可以有效地对烟气中的SO2进行脱除，喷淋浆液的pH值约为6.0，确保了较高的脱硫效率。另外，二级循环回路的氯化物的含量很低，大约只有下回路的1/5，这就保证了SO2的吸收效率，并大大降低了二级循环吸收的防腐要求。

根据两级循环的不同特点，分别采用不同的pH值控制，一级循环pH值控制在4.5~5.2，二级循环pH值控制在5.8~6.4。双循环湿法脱硫工艺比常规单循环脱硫技术可将脱硫效率由95%提高至98.5%以上，进而达到燃煤电厂超低排放要求，并具有可靠性高、设备可利用率高、钙硫比低等优势。在煤种相同、脱硫效率相同时，双循环湿法脱硫技术的能耗更低。特别是对要求高脱硫效率的项目有很好的应用效果，适用于各种煤种。同时可以使用劣质脱硫剂，例如造纸白泥等。

相比双塔双循环，单塔双循环在满足脱硫效率的同时，可降低系统能耗，节约投资和占地面积。增加了脱硫塔外浆池（AFT塔），保证气液充分接触，并为二级循环提供了大量高pH值吸收剂。通过数值软件模拟和大量工程实践积累，达到了对流场的精细化控制。同时，实现了双循环湿法脱硫工艺关键设备的国产化。研制开发达到国际水准的双循环吸收塔、二级循环浆液箱等脱硫专用设备；通过对单塔双循环收集盘和导流锥的精细设计，提高吸收剂的利用率，并结合国内的实际情况，第一次采用双面碳钢衬胶工艺，极大降低了工程造价。

双循环技术可广泛应用于脱硫设备改造。在双循环施工技术上进行了大量创新，积累了大量工程经验，主要技术进步是：采用移塔、截塔顶升与转塔等技术，充分利用原脱硫设备，降低了工程造价并节约了施工时间。移塔技术是充分利用现场条件，在旧塔附近制造一座新的吸收塔，并在此基础上完成制作、防腐和喷淋等设备安装。在电厂停炉后，拆除废弃的吸收塔，处理底板，将新塔平移至原位，完成相关管道、设备、电仪的安装。截塔转塔技术即在原有脱硫塔上加装平台后，将原脱硫塔整体截开，并使用液压千斤顶将脱硫塔顶直接升高后，增加脱硫塔高度，并根据工程需要将脱硫塔顶整体旋转一定角度，完成脱硫设备的改造。该技术在不增加施工费用的同时，保证了施工质量。在原塔基础上进行截塔改造，比新建脱硫塔能节省80%的投资成本，同时工期将缩短5~6个月。例如，国电河北龙山发电厂2×600MW机组烟气脱硫增容提效改造，在原有41m高脱硫塔的基础上增加17m，使得吸收塔顶标高58m。将原有脱硫塔顶旋转，改造原有吸收塔烟气入口方向，并保留现有吸收塔作为一级循环，对原塔2、3层喷淋层进行更换，新增收集碗及3层喷淋层。吸收塔平台扶梯及其相关管道进行了相应的增加或修改。

国电肇庆发电有限公司一期工程建设2×350MW超临界燃煤热电联产机组，于2013年上半年完成双投，锅炉采用低氮燃烧技术并配套建设选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，烟气经静电除尘器除尘后进入石灰石- 石膏湿法脱硫系统处理后由烟囱排放。采用双循环湿法脱硫技术，脱硫方案设计采用逆流喷淋空塔设计方案，设置6台循环泵，6层喷淋层，其中一级循环设有2层喷淋层，二级循环设有4层喷淋层（3用1备）；设有二级循环旋流站、侧进式搅拌机、除雾器、氧化喷枪等设备。烟气系统采用单元配置，烟气首先经过一级循环实现75%的脱硫效率，将pH值控制在4.5~5.2，确保良好的亚硫酸钙氧化效果和石膏结晶时间，提高石膏脱水率。由于氧化空气系数的大幅度降低，氧化风机的电耗也大幅度下降。经过一级循环的烟气直接进入二级循环实现洗涤过程。由于在二级循环中不用考虑氧化结晶的问题，该项目将pH值控制在5.8~6.2的高水平，实现94%的脱硫效率，循环浆液量减少约20%。通过两级循环总的脱硫效率理论上可以达到98.75%。国电肇庆发电有限公司机组满负荷情况下入口烟气量为117.5万m3/h（标态，干基，6%O2）、入口烟气含硫量为1539mg/Nm3（标态干基6%O2）时，1#机组脱硫效率为99.6%、净烟气SO2质量浓度为5.3mg/Nm3（标态干基6%O2）、净烟气烟尘质量浓度为17.3mg/Nm3（标态干基6%O2）。2013年7月竣工以来，累计高效运行时间超过1万小时，脱硫效率≥98.6%。

1.2 氮氧化物的超低排放技术

目前国内外实际应用于电厂燃煤锅炉的NOx减排技术包括低氮燃烧技术和选择性催化还原（SCR）脱硝技术。低氮燃烧技术因其投资少、运行费用低、无二次污染等优点，在我国成为首选技术。但当前的低氮燃烧技术水平难以达到超低排放的要求，因此仍需在尾部烟道加高效SCR，目前低氮燃烧技术结合SCR已成为我国NOx排放控制的大趋势。应对脱硝超低排放的改造要求，国内普遍通过优化流场及增加催化剂反应层来实现改造目标。该技术分支包括低氮燃烧技术、选择性催化还原（SCR）脱硝技术、废脱硝催化剂再生处理及回收技术三个方面。

1.2.1 低氮燃烧技术

2005年以后，随着国家对大气环境要求的日益提高，燃烧器的设计在考虑较高的燃烧效率时，逐渐增加SOFA燃烧器的风量比例，以进一步降低NOx的生成。该阶段随着低氮燃烧技术的发展，NOx的排放有了进一步的降低。个别新上机组的NOx排放水平达到了200~250mg/Nm3。随着NOx排放标准的日趋严格，原有的锅炉低氮燃烧技术和烟气脱硝技术很难满足新的排放标准，为此双尺度低氮燃烧技术应运而生。

双尺度低氮燃烧技术的出发点在于解决真型炉的实际问题。该技术以影响炉内燃烧的两大关键尺度（炉膛空间尺度和煤粉燃烧过程尺度）为出发点：在炉膛空间尺度上，将炉内空间作为一个整体，引入功能区概念，形成中心区和近壁区三场（温度场、速度场及颗粒浓度场）特性差异化；在煤粉燃烧过程尺度上，通过对风粉射流的特殊组合，使火焰走向可控，强化煤粉着火、燃尽及NOx火焰内还原。双尺度低氮燃烧技术就是在锅炉炉膛空间尺度上燃烧优化组织技术和煤粉燃烧过程尺度上强化燃烧技术的总称，其原理见图4。

燃煤锅炉采用双尺度低氮燃烧技术后实现防结渣、防腐蚀、高效安全前提下的低NOx排放：燃用烟煤和褐煤的锅炉NOx排放浓度达到100~200mg/Nm3，燃用贫煤和无烟煤的锅炉NOx排放浓度达到250~400mg/Nm3。双尺度低氮燃烧系统在结构上可与传统切圆燃烧煤粉锅炉实现最佳匹配，该技术可广泛应用于各种型号的切圆燃烧煤粉锅炉，其对煤种的适应能力较强；同时没有实施场地的限制，因此既可应用于新建机组，也可用于对老锅炉进行技术升级改造。

双尺度低氮燃烧技术通过采用节点功能区技术、贴壁风技术及高位分离燃尽风技术等，最终实现防渣、防腐、高效、低氮燃烧综合一体化目标，燃烧器相关部件百分之百实现了国产化，使用成本大幅降低。另外，通过对现有燃煤锅炉的制粉系统、入炉煤质和燃烧设备等边界条件进行评估，提出性价比很高的燃烧系统实施方案，极大地节约了工程造价。

图4 双尺度低氮燃烧技术原理图

在施工过程中，通过优化安装工序、强化重要节点管控，提高了施工效率并降低了施工成本。比如300MW机组锅炉燃烧器改造工期由最初的40~50天，减少到优化施工工序之后的30~35天，不仅为设备使用方节约了大量时间，而且大大降低了施工人力和设备成本。

国华宁海电厂3号机组600MW锅炉，于2012年采用双尺度低氮燃烧技术进行燃烧改造取得了圆满成功，各项指标均处于国内领先水平：炉膛出口NOx浓度小于100mg/m3，锅炉热效率大于94.3%，飞灰可燃物含量小于1.0%，CO排放浓度小于100ppm，水冷壁不发生结渣、高温腐蚀，汽温正常、减温水量合理，受热面管壁不超温。2012年12月竣工以来，累计运行时间超过2万小时。NOx的削减率始终保持在60%以上，全工况下NOx排放浓度始终低于150mg/m3。

双尺度低氮燃烧技术覆盖了50MW、135MW、200MW、300MW、600MW、1000MW容量的燃煤锅炉。截至2015年底已经成功实施的案例达到500台，总装机容量达到1.5亿kW，市场占有率达到38%。

1.2.2 选择性催化还原（SCR）脱硝工艺

SCR法因高效、成熟和适应性强已成为世界上应用最广泛的脱硝技术。与烟气脱硫技术一样，2003年后，我国以技术引进的方式引入选择性催化还原（SCR）脱硝工艺技术，经过多年的工程实践，国内的企业已掌握了SCR工艺的各个关键技术，如流场设计、SCR反应器结构设计等，脱硝催化剂也实现了本地化生产，截至到2015年底，国内超过85%燃煤电站安装有SCR脱硝装置。目前，国内燃煤电站大多按《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）进行设计和改造，煤粉炉多采用低氮燃烧联合SCR法脱硝技术，流化床锅炉多采用SNCR或SNCR/SCR法联用技术。对于常规燃煤机组，低氮燃烧可将锅炉出口NOx控制在400mg/m3以下，再采用SCR法（脱硝效率一般小于80%），以满足出口NOx小于100mg/m3的排放要求。2015年12月11日，三部委联合颁布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，将NOx排放标准加严至50mg/m3，现有的脱硝装置已不能满足超低排放要求，需要进行提效改造。

高效喷氨混合型SCR法烟气脱硝技术是一种氨与烟气混合效果好、适用于燃煤锅炉烟气NOx超低排放的应用技术，其基本技术原理是：改变SCR反应器催化剂“2+1”布置，SCR反应器采用三层催化剂；烟气经布置在喷氨装置前或后的高效混合装置进行混合，保证喷入的氨与烟气中的NOx充分混合，混合后的烟气经布置在脱硝反应器中催化剂的作用进行脱硝反应，脱除烟气中的NOx。

该工艺拥有如下的核心关键技术：

（1）低阻力喷氨格栅

结合国内燃煤锅炉省煤器布置特点，开发出了矩齿防磨混合板型喷氨格栅，该装置的主要特点为安装方便、调试简单、可有效提高NH3与烟气的混合效果，减少混合距离、降低混合阻力。与传统的同功能混合装置相比，矩齿防磨混合板型喷氨格栅可降低20%阻力，有效节约机组运行电耗。

（2）高效混合装置

针对燃煤锅炉烟气NOx超低排放对脱硝反应器入口温度和NOx浓度分布更高的要求，开发了高效混合装置，可有效解决由于省煤器出口烟气温度、NOx浓度分布不均导致SCR反应器催化剂入口层温度和NOx浓度分布不满足高效脱硝的问题，有效保证了SCR法的脱硝效率。

（3）流场模拟试验

流场模拟试验包含CFD计算与物理模型试验两部分。对于改造机组，流场模拟实验前进行现场省煤器出口烟气温度、速度和NOx分布的测试，根据测试结果进行流场模拟实验，以保证流场设计的准确性。

通过对上述关键技术的应用，可有效提高烟气温度分布的均匀性以及NH3与NOx的混合效果，有效保证催化剂入口烟气温度分布偏差小于8℃，烟气流速分布偏差小于8%，烟气中NH3与NOx混合均匀度偏差小于4%，从而有效保证催化剂的利用率，提高系统脱硝效率，减少催化剂耗量5%，节约引风机电耗5%。

与常规SCR法脱硝技术相比，该工艺有效改进了喷氨混合装置，保证了脱硝系统喷氨的均匀性和混合要求。喷氨混合装置布置在省煤器出口烟道内，易于安装施工。对于现有SCR法脱硝系统的提效改造，只需根据烟气系统布置对现有喷氨装置及烟道外的维护平台进行重新设计和更换，无需对烟道进行较大改动，且无需改造脱硝反应器，无需特殊施工机具，可在机组小修期内完成改造。

华电天津军电热电有限公司，为满足超低排放要求，脱硝装置按入口NOx浓度450mg/m3、出口NOx浓度50mg/m3、脱硝效率88.9%进行了提效改造，对原喷氨装置更换了稀释风机，在原备用层增加一层催化剂，保留一层原初装催化剂，并对另一层原初装催化剂进行再生，增加了备用层吹灰器，调整了原吹灰器布置，该改造工程于2014年11月底投运。2015年5月底至6月初，分别对9、10号机组进行性能考核试验，结果显示，9号机组实际脱硝效率92.1%，氨逃逸浓度2.22ppm；10号机组实际脱硝效率94.3%，氨逃逸浓度2.07ppm，满足NOx超低排放要求。

华电望亭发电厂2015年3月完成了超低排放改造，改造过程中通过数值模拟和物理模型试验，确定了喷氨混合装置和烟气导流板的调整方案，配套增大了液氨蒸发器、稀释风机、氨气/空气混合器等设备的出力，更换并适量增加了催化剂，实现了脱硝效率高于88%，NOx排放稳定控制在45mg/m3以下，满足NOx超低排放要求。

1.2.3 废脱硝催化剂再生技术

SCR脱硝催化剂的使用寿命在3~5年，预计未来我国将每年产生15万m3的废弃脱硝催化剂。脱硝催化剂主要由钒、钨、钛等重金属构成，废弃后如不加以妥善处理，将会对环境造成严重污染，因此我国将出现严重的废弃脱硝催化剂处理问题。

废弃催化剂再生处理在国际上也是难题，西方国家的废弃催化剂处理方法大多采用混凝土填埋。如果采用填埋处理方法，将严重浪费资源，增大脱硝成本。因此，亟待研究脱硝固废再生处理技术，延长催化剂的使用寿命，降低发电用户的使用成本，减少废弃催化剂对环境的污染。

2014年8月，环境保护部发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》，将废烟气脱硝催化剂管理、再生、利用纳入危废管理，并将其归类为《国家危险废物名录》中“HW49其他废物”，工业来源为“非特定行业”，废物名称定为“工业烟气选择性催化脱硝过程产生的废烟气脱硝催化剂”。

2012年之前，中国废脱硝催化剂再生技术是空白，近几年来，通过引进吸收国外技术或与国内科研院所合作，也涌现了一批废脱硝催化剂再生企业。虽然中国的废脱硝催化剂再生还处于起步阶段，但是已经有部分再生企业获得了不错的业绩，成功地将废脱硝催化剂再生处理技术应用于中国。

废脱硝催化剂再生处理技术的基本原理：根据催化剂失活的原因，利用孔道清灰及清洗技术，彻底去除废催化剂上的飞灰及使催化剂活性降低的化学中毒物质，以达到初步恢复催化剂催化性能的目的。然后利用活性植入技术，补充催化剂上的活性组分，以达到进一步恢复催化剂催化性能的目的。

具体的再生工艺如下：1）经过实验室周密检验分析，并与已有的强大数据库进行比对，量身定制出再生的最佳工艺方案。2）预处理：模块进入除尘车间，利用工业吸尘器去除催化剂表面松散的飞灰。3）物理化学处理：利用化学药品与化学物质进行反应，去除覆盖催化剂活性部位和堵塞催化剂微孔的化学物质。4）中间热处理：清洗干净的模块被放入热处理设备中，经过严格的温度控制，巩固催化剂微孔结构。5）活性植入：经过中间热处理后的催化剂模块随即被放入装有活性再生液的活性植入装置中，吸收活性物质，进一步恢复催化剂的活性。6）最终热处理：植入活性物质的催化剂模块被放入特制的热处理装置中，经过特殊的升温和降温工艺，使活性物质均匀牢固地负载在催化剂载体上。7）质量检验：包括催化剂机械性能的测试（抗压强度、磨损强度）和化学性能的测试（脱硝率、SO2/SO3转化率、催化剂活性等）及通孔率检测。8）质检达标后才能进行包装、入库。

通过专业的废脱硝催化剂再生处理技术处理后，再生催化剂的通孔率可以达到98%以上，活性能够恢复到新催化剂的100%且初始活性不低于38m/h ；SO2/SO3转化率单层不超过0.5%，两层不超过1%及三层不超过1.5%；机械性能与再生前催化剂相比基本一致；脱硝效率不低于合同值；化学寿命不低于3年或者2.4万小时（以先到时间为准）；完全满足脱硝系统的性能要求。

大唐宝鸡热电厂2×330MW1号机组脱硝系统采用SCR脱硝技术，双反应器布置，催化剂采用“2+1”层布置催化剂采用雅佶隆公司生产的蜂窝式催化剂，单台机组每层催化剂由45个模块组成，每个模块尺寸1.912×0.956×1.11（m）（L×W×H），催化剂允许使用温度范围300℃ ~430℃，允许最高使用温度（连续5小时）450℃；单台机组共计安装180个催化剂模块，催化剂总体积260m3，催化剂吹灰方式为声波吹灰。

通过对1号机组的单层废脱硝催化剂进行再生处理，再生后催化剂活性为41.14m/h，脱硝效率为89.91%，SO2/SO3转化率为0.34%，完全符合改造后脱硝系统的要求。自2015年10月投用以来，累计运行时间超过半年，催化剂的催化性能保持不变。

目前，国内很多废脱硝催化剂生产企业都在开展废脱硝催化剂再生业务，产生了许多专业从事废脱硝催化剂再生的企业。几年来，各企业累计再生了超过2万m3的废弃催化剂。

2 新技术的开发应用

2.1 硫氧化物的控制技术

目前，通过对湿法脱硫喷淋塔的单塔强化（增强喷淋强度，强化传质），以及双pH区双循环脱硫技术的应用，可使常规脱硫塔的脱硫效率从95%提高到98%~99%，湿法脱硫工艺技术达到国际领先水平，在国内众多大中型燃煤机组烟气脱硫项目中的应用实现了超低排放。但是，这些新型脱硫技术都是在近2~3年开发并应用的，很多超低排放都是在低硫煤烟气、低负荷运行状态下取得的数据；按照现有的小时均值考核方式，很少有电厂能达标。目前超低排放需要多年满负荷长期稳定运行时限的考验和总结评价，以实现设计、施工安装调试、运行技术的成熟。

湿法脱硫技术的发展趋势是提效、节能和资源化。脱硫工艺的改进可从影响脱硫效率的各个因素着手，最大限度提高脱硫装置的效率。影响脱硫效率的因素主要有石灰石品质、液气比、钙硫比、浆液pH值、氧硫比、气液分布和传质情况等；另外，降低脱硫装置的电耗率、节约物料消耗，也是需要关注的方面。脱硫废水的处理近来也引起了关注，利用多效蒸发技术达到脱硫废水零排放已经成为新的热点。同时，要积极发展资源化脱硫技术，如传统的石膏综合利用、开发高品质石膏；利用大宗工业固废（造纸白泥、电石渣和钢渣等）作为脱硫剂，实现脱硫装置的循环经济运行，国内已经有多个电厂进行了有益的试验，国电肇庆电厂300MW机组、广西来宾电厂300MW机组、广州荔湾电厂等利用白泥代替石灰石，取得了成功，肇庆电厂还实现了白泥脱硫超低排放。国电都匀电厂600MW级有机胺脱硫-硫酸制备技术、氨法脱硫技术，使SO2转化为附加值更高的产物，该技术已于2016年底通过科学技术部验收，具有较大的推广价值。这些成功的案例都是国际上首创，工艺技术处于国际领先水平。

虽然在粉尘、氮氧化物、二氧化硫等主要污染物控制水平上我国远领先于其他国家，但在排放的污染物种类上与部分发达国家（如美国）相比尚有差距，如三氧化硫、汞等。随着超低排放时代的来临，二氧化硫的排放已被控制在很低的水平，同时烟气中三氧化硫的危害相对日益突出。所以三氧化硫的脱除应该成为未来烟气脱硫的一个重要趋势。随着公众对烟气中其它污染物如重金属汞的重视，未来湿法脱硫技术应该更加注重协同脱除其它污染物如汞等重金属的功能。

2.1.1 湿法脱硫单塔强化技术

通过在湿法脱硫喷淋塔内提高喷淋强度，增加传质、均流器件等单塔强化手段，可以强化传质、提高流场均匀度以提高脱硫效率。早年国外的企业几乎没有将这些工艺全部集中到一个脱硫塔中使用的案例，为应对超低排放的要求，国内企业采取外延挖潜，提高喷淋强度，同时配合增加强化传质手段，如托盘（旋汇耦合、沸腾泡沫层等）、增加壁环等。通过这些技术手段的叠加，将脱硫效率提高到了99%，达到国际上绝对领先的水平。单塔强化技术较为简洁且适应性强，特别是在对旧脱硫系统的提效改造中，具有改造周期短、工程量小、不改变吸收塔外部结构和原系统运行方式的特点。国际上主流技术为托盘塔技术，广泛使用的托盘为美国巴布科克- 威尔科克斯公司的托盘。在其设计思路的基础上，国内企业进行技术创新，自主研发的代表性技术旋汇耦合湿法脱硫技术、沸腾式泡沫脱硫技术、湍流（排管）喷淋技术在国内脱硫工程中都得到了广泛的应用，使燃煤电厂湿法脱硫单塔强化技术上达到国际领先水平。

由于不同电厂情况各不相同，目前旋汇耦合、沸腾式泡沫脱硫技术等在应用中常遇到一些问题，如在旧机组的改造中，针对个别老机组改造，需要考虑吸收塔荷载能力以及吸收塔喷淋层下方安装空间。同样的，脱硫系统阻力的增加造成电厂旧引风机负担的增加也是常面临的问题。

单塔强化技术的发展趋势包含以下几个方面：

（1）增强节能高效性能

通过优化旋汇耦合装置和沸腾式传质构件的内部结构实现可调节型的设置，针对不同工况调整自身运行方式，提高脱硫系统效率，降低脱硫机组的电耗，同时通过加装低温省煤器、MGGH等烟气换热设施，回收锅炉排烟热量，增加机组发电量来弥补脱硫系统的厂用电耗，以达到节能降耗的目的。

（2）积极发展资源回收型脱硫技术

石灰石-石膏法产生的石膏量大，由于地域的限制和石膏品质的问题造成石膏的利用率太低，在积极扩展石膏利用率的同时，有必要发展新的资源回收型脱硫技术，例如氨法脱硫技术、有机胺脱硫技术，将烟气中的SO2转化为用途更广、价值更高的副产物（硫酸铵、硫酸或硫磺）。

（3）集成净化技术

环境问题的加剧意味着多种污染物协同脱除技术的研究和应用会越来越受到重视。常规的湿法脱硫可以脱除98%的SO2、50%的粉尘和80%以上的氧化汞，因此在湿法脱硫的基础上发展集成净化技术是未来的发展趋势之一，通过添加强氧化性塔内同时实现高效除尘、脱硫、脱硝、脱汞，是单塔强化技术的发展方向之一。

2.1.2 双循环湿法脱硫技术

双循环技术产生于德国，但是由于煤质好和环保要求低于我国，在我国应用案例较少。当前在我国超低排放要求下，国内企业借助双循环原理进行了大型工程化的技术创新并取得了完全的成功，工艺复杂性、机组容量等技术水平完全超越了国外，技术指标达到国际领先水平。采用双pH值控制，一级塔低pH值保证了石膏浆液的充分氧化结晶，二级塔高pH值有利于吸收反应，可实现较高的SO2脱除率，其脱硫效率可高达99%以上，可以满足燃用中、高硫煤的机组长期稳定超低排放。另外，原单塔单循环喷淋塔在进行双循环技术改造时，对原吸收塔设备的利用效率高，并可适应不同工况灵活运行控制，较为节能。

协同除尘效果的提升和资源化是双循环技术的发展趋势。首先，在湿法脱硫协同除尘方面，双循环技术具有很好的协同除尘功能，国内两家权威第三方机构（北京中环物研环境质量检测中心、中国环境科学研究院）分别在肇庆电厂的测试表明，其湿法脱硫后粉尘的排放低于4.1mg/Nm3，在下一步的工程应用中，应关注双循环协同除尘效果的提升。其次，在资源化方面，大宗工业固废（造纸白泥、电石渣和钢渣等碱性固废）作为脱硫剂的一个技术难题是碱性过强，利于脱硫而不利于亚硫酸钙-石膏氧化，双循环的pH分区工艺提供了解决这个难题的条件，国电肇庆300MW机组双循环脱硫工艺中，利于造纸白泥成功实现对石灰石的代替，脱硫效率、系统除尘相关数据均达到了超低排放要求，石膏品质完全合格。实现了脱硫装置的循环经济运行。

2.1.3 三氧化硫脱除技术

我国目前的法规中尚没有三氧化硫的排放要求。随着二氧化硫排放浓度的降低，三氧化硫的问题日益突出。火电厂烟气排放当中，SO3是一种危害性极强的污染物，其主要危害表现在：1）是PM2.5的重要前驱体；2）SO3与逃逸的氨反应生成硫酸氢铵，附着于飞灰表面，加剧空预器堵塞，影响电厂安全稳定运行，增加运行成本；3）SO3的浓度升高，导致硫酸氢铵的生成浓度增加，造成脱硝装置催化剂的最低连续喷氨温度升高，导致SCR脱硝装置在低负荷条件下无法投运，造成NOx无控排放。

目前对SO3有效去除的手段包括低低温电除尘器、湿式电除尘、碱基喷吹技术。低低温电除尘将烟气温度降至酸露点以下，使气态的SO3冷凝成液态的硫酸雾，系统对SO3的去除率一般在80%以上，最高可达95%，是目前SO3去除率最高的烟气处理设备。湿式电除尘器除了可以达到其他除尘设备难以达到的极低的排放指标外，对于SO3、重金属汞也具有脱除作用。碱基吸附剂喷吹技术是控制SO3排放的主要技术手段，其主旨是在锅炉省煤器出口至SCR反应器一段低温烟道内，喷入碱性的吸收剂（钠基或钙基），使之与SO3充分混合，发生中和反应降低烟气SO3浓度，去除烟气中的SO3。避免SO3与逃逸氨生成硫酸氢铵，减缓空预器堵塞、腐蚀，进而降低SCR喷氨温度，实现脱硝装置的全负荷运行。同时生成的硫酸钙或硫酸钠等颗粒物可通过下游除尘设备予以脱除，减少SO3排放造成的PM2.5污染。

SO3的控制技术是近些年来受到广泛关注且进步很快的技术，高效率、低成本地脱除SO3及其资源化利用是未来的研究方向。

2.2 氮氧化物的控制技术

2.2.1 低氮燃烧技术

近年来国内厂家针对引进技术进行了技术创新，双尺度低氮燃烧技术等低氮燃烧技术取得了市场的广泛认可，实现了锅炉超低NOx的燃烧排放，借助于低氮燃烧，烟气脱硝SCR入口氮氧化物含量普遍为100~200mg/m3，为氮氧化物超低排放创造了良好前提，低氮燃烧不需要任何脱硝剂，长期运行费用低，一般是降氮脱硝工程的首选技术。

低氮燃烧技术在国际上的常用技术为空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。空气分级燃烧技术起步于20世纪50年代，国外各大厂商基于单个燃烧器的空气分级燃烧技术，开发了多种低NOx燃烧器。燃料分级燃烧技术由三菱重工在1980年首次在传统的锅炉中使用，在实际应用中的氮氧化物排放降低50%。在这些技术的基础上，国内企业开发的双尺度低氮燃烧技术等，对已有技术进行了综合和创新。在NOx减排、强防渣、防腐蚀、高效稳燃等方面达到国际领先水平。

低氮燃烧技术的发展趋势是在不牺牲锅炉效率经济性的条件下实现防渣、超低NOx及高燃尽率的一体化。另外，W火焰锅炉、循环流化床锅炉是低氮燃烧需要关注的热点和难点，目前，我国企业在W火焰锅炉、循环流化床锅炉低氮燃烧改造上投入了大量力量，取得了明显的成效，下一步的目标是实现这两种锅炉低氮燃烧NOx排放低于450mg/m3，为锅炉整体的SCR超低排放创造条件。

2.2.2 选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术

经过多年的努力，国内一些骨干企业基本掌握了烟气脱硝SCR核心技术，在氨浓度的均匀分布器、流场计算与物理模型实验、高效SCR催化剂、反应器内的催化剂支撑件设计等方面都取得了突出的进展。为了实现超低排放，目前SCR反应器提效的方式为现有工艺技术的挖潜和外延，配制三层催化剂，以及流场改造，将脱硝效率由80%提高到90%，达到NOx超低排放，这一技术指标，全面超越了国外，达到国际领先水平。

目前脱硝系统存在的问题包括：三层催化剂带来的二氧化硫转化率提高，烟气中三氧化硫浓度提升的问题，以及由此导致的空预器堵塞问题；流场的高度均匀性问题、催化剂的磨损问题、低负荷脱硝等问题，流场的不均匀会影响催化剂脱硝效率，带来催化剂不均匀磨损和氨逃逸的现象；催化剂的磨损问题是国内高灰煤、反应器流场、高硫煤烟气和流速设计等问题共同导致的；发电负荷低导致的低负荷脱硝问题在目前国内的脱硝SCR反应器中普遍存在，造成了环境污染和催化剂的浪费。SCR烟气脱硝在低负荷下的投运问题亟待解决。

SCR脱硝系统的发展趋势为针对上述问题，寻求解决方案。对于流场不均匀的问题，通过调整烟道结构、安装导流叶片、加装整流格栅等措施，可以获得较好的烟气流场均匀性。在工艺设计阶段，可通过物理模型实验和计算流体力学（CFD）辅助设计等手段，优化烟道结构和内构件设计，降低流场的不均匀度。

提高流场的均匀度对减轻催化剂的磨损有显著影响，另外，可以通过对催化剂制备工艺（钛钨粉制备方式、催化剂干燥方式、煅烧条件）等的改进，生产高活性、高强度的脱硝催化剂。

针对低负荷脱硝问题，国内企业进行了大量努力，首先通过省煤器改造提高烟温，并取得了很好的效果；在不具备省煤器改造的电厂，各企业正在研发的碱基吸附剂喷吹技术是控制SO3排放的主要技术手段。长远看，低温高活性SCR催化剂的开发也是烟气脱硝的必然发展趋势。

2.2.3 废脱硝催化剂再生处理及回收技术

失活催化剂的再生技术可使催化剂活性恢复到新鲜催化剂的90%以上，从而有效延长了催化剂的使用寿命、降低更换新鲜催化剂的成本，并减少了废弃催化剂的处置费用和给环境带来的二次污染，实现资源的可循环利用。目前，催化剂再生工艺已制定了失活原因诊断-清扫-松散-复孔-强化-活化-热处理的再生工艺路线。国内已有多家再生企业将再生技术应用于再生工程中。

在废脱硝催化剂再生过程中，存在SO2氧化率较高、废水处理、不能再生和最终废弃的催化剂的最终处理等问题。

废脱硝催化剂再生处理和回收技术的发展趋势包括低SO2氧化率的催化剂开发、废水处理技术开发、催化剂最终处理技术的开发等。首先，在SO2氧化率的控制方面：SCR催化剂脱硝效率随着催化剂中V元素含量的增加而提高，而SO2/SO3转化率却随之呈指数上升，增幅要高于脱硝效率的提高。要控制SO2转化率，一是要对再生后催化剂的V含量进行控制，二是在保持催化剂厚度不变的情况下扩展外表面，利用SO2氧化反应和脱硝反应在动力学上的差异，在保持SO2氧化性能不变的情况下，提高催化剂的脱硝性能。

其次，对于再生过程中产生废水的处理问题，由于在再生过程中使用高压水进行冲洗，且在后续浸渍过程中使用含V溶液，在废脱硝催化剂再生流程中，会产生数量较大的废水。废水中含有多种重金属、碱金属、碱土金属元素等，处理过程难度较大。有企业尝试用电厂余热蒸发的方法进行处理，也进行了一些初步的探索，但能耗较高。在废水处理方面需开发低能耗、多种元素协同处理的废水处理技术。

最后，在废脱硝催化剂再生和回收技术发展中，需要关注催化剂的最终处理问题和部分不能再生催化剂的处理问题。SCR催化剂的设计使用寿命一般为十年，在未来几年，将会有大量的催化剂达到该使用寿命，如何对这部分催化剂进行妥善的最终处理是一个重大问题；另外，在每次再生时，都有部分催化剂因破损等物理结构破坏而无法再生，亟待开发废催化剂的回收技术来解决这些问题，以资源化利用为目标，提高经济性。

2.2.4 烟气脱硝用制氨技术

目前国内绝大多数的燃煤发电厂SCR脱硝还原剂制备系统根据氨的来源有氨水蒸发、液氨气化、尿素制氨（尿素水解、尿素热解）三种制备技术。

因产品级别氨水浓度为20%~25%，氨有效成分低，运输费用高，燃煤机组使用氨水工艺成本较高，国内仅有小机组或燃气电厂使用氨水蒸发工艺作为脱硝的制氨技术。

液氨蒸发技术一度是国内主流脱硝制氨技术，随着国内近几年液氨运输及储存事故频发，以及民众对道路安全性认识的增强，加上尿素制氨技术由于其高安全性及尿素原料的价格下跌，逐渐受到业主的青睐。现国内国电集团、国电投集团、华电集团等各发电集团新建电厂多以尿素制氨为主，其中国电集团、国电投集团已着手将集团下属多个液氨蒸发系统技改为尿素制氨系统。

尿素制氨技术中的尿素水解制氨技术因其高安全性、低运行成本，成为国电集团、国电投集团和大唐集团的推荐技术路线。该项技术在北京国电龙源环保、东方锅炉环保、哈尔滨锅炉环保、上海电气电站环保、远达环保、上海龙净环保等环保工程公司的工程项目中得到了广泛使用，其可公用性在多台炉中相比热解技术有不可比拟的投资优势。成都锐思环保技术股份有限公司于2011年6月成功研发该项技术并通过鉴定，目前全国有百逾套尿素水解制氨设备用于电厂脱硝项目，其中62%为该公司设计供货。尿素水解技术相比热解技术采用电加热器方案有着先天的运行成本优势，以2×600MW机组中采用尿素水解制氨技术为例，每年节约运行费用400万~500万元，目前国内已有多台尿素热解制氨技术改造为尿素水解制氨工艺，节约了运行费用，降低了电耗率。

Technical Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2016

(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037, China)

The paper discusses upon the technical development situation of desulfurization and denitration industries of the country in 2016, introduces the main technical development of the industry and development application of new technologies of desulfurization and denitration.

desulfurization; denitration; power plant; industrial boiler; catalyzer; technology development

X324

A

1006-5377（2017）10-0005-11